Акустической томографии. Этап 2

6.1 Обработка акустических сигналов по АТ-методу осуществляется на компьютере с помощью комплекта специальных программ «Диагностика» [17].

Примечание. Допускается использование более современных типов программ, разработанных авторским коллективом разработчиков метода АТ.

6.2 Обработку и анализ данных, полученных на этапе 1, осуществляет организация, имеющая лицензионные копии программ [17].

6.3 Обработку данных осуществляет оператор, владеющий навыками работы на ПК, сдавший квалификационный экзамен навыкам обработки сигналов акустической эмиссии и анализа результатов диагностики по АТ-методу и имеющий соответствующее удостоверение.

6.4 Для представления и анализа результатов АТ вводятся следующие термины и определения:

Термин	Определение
Критический дефект	Показатель среднего уровня напряжений на интервале трубы, при котором поток отказов составляет 4-5 течь/п.км в год.
Докритический дефект	Показатель среднего уровня напряжений на интервале трубы, при котором поток отказов составляет 1,7-2 течь/п.км в год.
Удовлетворительное состояние	Показатель среднего уровня напряжений на интервале трубы, при котором поток отказов составляет 0,15-0,17 течь/п.км в год.
Коэффициент аварийно опасности	Расчетное (по результатам АТ) значение потока отказов на участке; течь/п.км в год

6.5 Для осуществления обработки и анализа данных АТ оператору предоставляется:

· Исполнительная документация на участок тепловой сети.

· Сведения о годе прокладки (последний капитальный ремонт).

· Сведения об авариях и проведенных ремонтных работах.

· Результаты визуального и инструментального контроля в виде заполненных опросных листов (см п.5.14 настоящих Рекомендаций).

· Результаты трассировки.

· Записи акустических сигналов: на магнитных носителях или в виде *.wav файлов в формате PCM.

6.6 Обработка осуществляется на ПК с помощью комплекта специальных программ, включающего:

· программу обработки акустических сигналов «Диагностика» [17];

· программу построения схемы участка и нанесения дефектных интервалов;

· программу расчета коэффициентов аварийно опасности и ВНПС (см. раздел 9 настоящих Рекомендаций).

6.7 С помощью программы «Диагностика» [17] осуществляется обработка записей акустических сигналов.

6.8 Результаты обработки акустических сигналов представляются в виде графика значений функции взаимной корреляции сигналов (G) (в условных единицах) в зависимости от расстояния до одного из датчиков, который отражает местоположение источника акустической эмиссии и его энергию. Энергия источника эмиссии (дефекта) связана с уровнем напряжений в точке эмиссии. Пример представления результатов обработки дан на рис.1.

6.9 По минимальному значению усредненного значения энергии сигналов на единичных линейных интервалах расчета (желтая линия на Рис.1) определяется среднее значение уровня шума (G_о).

6.10 Оценка источников акустической эмиссии и классификация дефектов производится по значению функции корреляции (G_i) в каждой точке по длине трубопровода:

· G_i < 1,3 G_о удовлетворительное состояние

· 1,3 G_о < G_i < 1,6 G_о докритический дефект

· 1,6 G_о < G_i < 3,0 G_о критический дефект

· G_i > 3,0 G_о авария

6.11 Результаты акустической диагностики представляются на схеме участка. Пример представления результатов дан на рис.2.

6.12 Производится оценка достоверности полученных в ходе обработки акустических сигналов по следующим характерным признакам:

· выявление мест ремонта трубы;

· влияние на характер распределения напряжений смежных коммуникаций и углов поворота.

6.13 При совпадении достоверности результатов АТ более чем по 70% интервалов с характерными признаками результаты обработки по АТ-методу считаются достоверными в целом.

7 АНАЛИЗ И ОЦЕНКА ТЕКУЩЕГО ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДА

7.1 Анализ и оценка технического состояния трубопровода проводится по результатам обработки информации, получаемой в процессе АТ.

7.2 Оценка источников акустической эмиссии и классификация дефектов по степени опасности проводят согласно критериям (см п.6.4 настоящих Методических указаний).

7.3 Анализируется результат обработки записи акустических сигналов.

7.4 При наличии в конкретной точке трубопровода сигнала уровня «Авария», делается заключение о наличии течи на трубе или недопустимого (чрезвычайно опасного) уровня напряжений. В этом случае:

· Дальнейший анализ и оценка не проводятся.

· Информация предоставляется руководителю организации эксплуатации тепловой сети для проведения ремонтных работ.

7.5 Для оценки используются критерии степени опасности дефектов, представленные через параметр поток отказов (см. п. 6.4 настоящий Методических указаний):

· Критический дефект - 4 течей/п.км в год

· Докритический дефект - 1.7 течей/п.км в год

· Удовлетворительное - 0.17 течей/п.км в год

7.6 Для каждой трубы на участке рассчитывается коэффициент аварийно опасности (l) по формуле:

l = (4*L_к+1,7*L_дк+0,15*(L- L_к - L_дк))/ L, (7.1)

где: L - длина участка:

L_к и L_дк - сумма длин интервалов с критическими и докритическими дефектами соответственно.

7.7 Критерием для оценки предельного состояния трубопровода является сравнение значения указанного коэффициента аварийно опасности (l) с пороговым значением (lк), которое представлено на графике зависимости на рис.3.

7.8 Вводятся следующие термины и определения для описания технического состояния трубы:

Группа	Термин	Критерий	Описание, заключение, рекомендации
	Предельное состояние (см. Приложение А)	l > lк	Опасность образования течей, локальный ремонт нерационален по экономическому критерию. Рекомендуется перекладка
	Ремонтопригодное состояние	0,8lк < l < lк	Допускается дальнейшая эксплуатация в течение 1-2-х лет. Допустимо рассмотрение возможности проведения профилактических ремонтных работ на отдельных интервалах.
	Работоспособное состояние	l < 0,8lк	Допускается дальнейшая эксплуатация трубопровода. Допустимо рассмотрение возможности проведения профилактических ремонтных работ на отдельных интервалах.

7.9 Делается заключение о текущем техническом состоянии трубопровода в соответствии с терминами (п. 7.8).

7.10 Для трубопроводов 2 и 3 групп осуществляется расчет ВНПС (см. раздел 9 настоящих Рекомендаций).

По совокупности участков, на которых проведена АТ, определяются трубопроводы, находящиеся в предельном состоянии (группа 1) и требующие проведения капитального ремонта.

7.11 Для трубопроводов групп 1,2,3 на основании характера распределения интервалов с критическими и прилегающими докритическими дефектами, дается заключение и даются рекомендации о проведении профилактических ремонтных работ с целью продления рабочего ресурса.

8 ВЫЯВЛЕНИЕ ФАКТОРОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ НАРУЖНОЙ КОРРОЗИИ

8.1 Выявление факторов интенсификации (критериев опасности) наружной коррозии подземных трубопроводов тепловых сетей производится в соответствии с РД 153-34.0-20.518-2003 [14].

8.2 Критерии опасности наружной коррозии трубопроводов обусловлены способом их прокладки, конструктивными особенностями и условиями эксплуатации, которые определяются на основании фактических данных о коррозионном состоянии труб, состоянии конструктивных элементов (каналов), полученных при периодических осмотрах, техническом освидетельствовании в соответствии с РД 153-34.0-20.522-99 [3] и РД 153-34.0-20.507-98 [18], а также при проведении работ по диагностике трубопроводов АТ-методом.

8.3 Для трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки критериями опасности коррозии являются:

· высокая коррозионная активность грунта;

· опасное влияние блуждающего постоянного тока;

· опасное влияние переменного тока.

8.4 Для трубопроводов тепловых сетей канальной прокладки критериями опасности коррозии являются:

· наличие воды в канале или занос канала грунтом, когда вода или грунт достигают теплоизоляционной конструкции или поверхности трубопровода;

· увлажнение теплоизоляционной конструкции влагой, достигающей поверхности труб: капельной с перекрытий канала или стекающей по щитовой опору, а также попадающей в канал через неплотности перекрытий;

· при наличии воды или грунта в канале опасное влияние блуждающего постоянного тока или переменного тока увеличивает скорость коррозии наружной поверхности трубопроводов.

8.5 На основании данных визуального и инструментального контроля, полученных при проведении работ по диагностике (п.5.10 настоящих Рекомендаций) определяются следующие факторы интенсификации коррозии:

· «вода»;

· «блуждающие токи»;

· отсутствие факторов интенсификации коррозии.

8.6 Фактор интенсификации коррозии «вода» устанавливается при наличии критерия опасности согласно п. 5.10.1 настоящих Рекомендаций.

8.7 Фактор интенсификации коррозии «блуждающие токи» устанавливается при наличии:

· если разность минимального и максимального значения потенциала при замерах в одной точке замера превосходит 0,04 В [14];

· если разность значений потенциала при замерах в соседних точках доступа превосходит 0,1 В [14].

8.8 При наличии факторов интенсификации коррозии «вода» и «блуждающие токи» устанавливается фактор «блуждающие токи».

9 РАСЧЕТ ВРЕМЕНИ НАРАБОТКИ ДО ПРЕДЕЛЬНОГО СОСТОЯНИЯ (ВНПС) ТРУБОПРОВОДА

9.1 Расчет время наработки до предельного состояния (ВНПС) осуществляется для трубопроводов 2 и 3 групп (п. 7.8 настоящих Рекомендаций).

9.2 Расчет осуществляется:

· при наличии данных о времени эксплуатации трубопровода;

· на основании результатов определения текущего технического состояния трубопровода АТ-методом, выраженного через значение коэффициента аварийно-опасности (п.7.6 настоящих Рекомендаций);

· при установленных факторах интенсификации коррозии (п. 8.5 настоящих Рекомендаций).

9.3 Расчет ВНПС осуществляется для трубы (подающей или обратной) имеющей наибольшее значение коэффициента аварийно-опасности.

9.4 ВНПС определяется по формуле:

tВНПС = ( 9.1 )

где: tВНПС -время наработки до предельного состояния (ВНПС) (год);

λ∞ - -предельное значение коэффициента аварийно-опасности;

λk -пороговое значение коэффициента аварийно-опасности (п. 7.7 настоящих Рекомендаций);

λ - значение коэффициента аварийно-опасности по результатам АТ диагностики;

A и B -коэффициенты;

t - времяот начала эксплуатации трубопровода (последнего капитального ремонта) до момента проведения работ по диагностике АТ-методом.

9.5 Предельное значение коэффициента аварийно-опасности (λ∞) устанавливается на основании значения условного прохода трубы (Ду) и приведено в табл. 9.1.

9.6 Значение коэффициента А устанавливается в зависимости от выявленных при АТ факторах интенсификации коррозии и приведено в табл. 9.1.

Таблица 9.1

Ду	λ∞	Значение коэффициента А
Фактор интенс. корр. - нет	Фактор интенс. корр. - «вода»	Фактор интенс. корр. - «блужд. токи»
80 -200	1,5	0,14	0,21	0,26
250 - 400	1,4	0,07	0,13	0,16
500 - 1000	1,35	0,03	0,09	0,11

9.7 Значение коэффициента В рассчитывается по формуле:

В = Ln (1 - λ/ λ∞) (9.2)

10 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ АТ

10.1 Результаты АТ оформляются в форме Заключения о техническом состоянии трубопроводов тепловой сети на участке.

10.2 При проведении АТ группы трубопроводов, с целью сравнения их эксплуатационных параметров, Заключение выпускается на группу участков, объединенных в магистраль, разводящие сети квартала и т.п.

10.3 Техническое заключение состоит из разделов и включает:

10.3.1 Краткая техническая характеристика участка:

· точки доступа на концах участка;

· протяженность участка;

· условный проход труб на участке;

· наличие проектной и исполнительной документации;

· заключение о соответствии фактического плана прокладки предоставленной документации;

· тип прокладки;

· год прокладки (последнего капитального ремонта);

· информация о повреждениях и о проведенных ремонтных работах.

10.3.2 Результаты обработки акустических записей в виде отметок интервалов критических и докритических дефектов, отсчитываемых от одного из датчиков.

10.3.3 Результаты и анализ факторов интенсификации коррозии.

10.3.4 Заключение о фактическом техническом состоянии трубопровода должно содержать:

· значения коэффициентов аварийно-опасности для каждой из труб отдельно, полученные по результатам обработки данных АТ;

· величину порогового значения коэффициента аварийно-опасности для данного Ду трубопровода;

· вывод о возможности дальнейшей эксплуатации трубопровода на основании сравнения коэффициентов аварийно-опасности с предельным (п. 7.8 настоящих Рекомендаций);

· значение времени наработки до предельного состояния (ВНПС) (п. 9.4 настоящих Рекомендаций);

· результаты выявления факторов интенсификации коррозии (раздел 8.5 настоящих Рекомендаций).

10.3.5 Рекомендации по обслуживанию и ремонту с целью продления срока службы и обеспечения надежности эксплуатации теплопровода.

10.3.6 Схематическое представление результатов АТ (Приложение Г).

10.3.7 Пример Технического заключения на участок дан в Приложении Г.

10.3.8 Пример Технического заключения на магистраль дан в Приложении Д.

ПЛАНОВЫЕ РАБОТЫ ПО ДИАГНОСТИКЕ

11.1 Плановые работы по диагностике трубопроводов тепловых сетей АТ методом осуществляются с целью определения текущего технического состояния трубопроводов и оценки возможности их дальнейшей эксплуатации с расчетом время наработки до предельного состояния (ВНПС) и/или необходимости проведения различного вида ремонтных работ.

11.2 Периодичность проведения плановой диагностики определяется по результатам осуществленной диагностики трубопроводов АТ методом следующим образом.

Для трубопроводов Ду более 300:

· при отсутствии интервалов с дефектами критического уровня очередная диагностика осуществляется один раз в 3 года;

· при наличии дефектов критического уровня - через 1,5 года.

Для трубопроводов Ду менее 300:

· при отсутствии интервалов с дефектами критического уровня очередная диагностика осуществляется один раз в 2 года;

· при наличии дефектов критического уровня - через 1 год.

11.3 Плановые работы по диагностике трубопроводов АТ методом осуществляются в полном объеме согласно разделам 5-10 настоящих Рекомендаций.

12 ДИАГНОСТИКА ПРИ АВАРИЯХ (ТЕЧЕИСКАНИЕ)

12.1 Диагностика АТ методом при авариях (наличие истечения воды - течи) осуществляется с целью определения местоположения течи.

12.2 Сущность работ по диагностике АТ методом при авариях состоит в определении местоположения течи корреляционным методом, в связи с чем, кроме оборудования, приведенного в Приложении Б, допускается использование корреляционных течеискателей различных моделей.

12.3 О наличии течи на трубопроводе судят по уровню подпитки и внешним признакам (затопление тепловых и смотровых камер, подвалов домов и др.)

12.4 Перед проведением диагностики осуществляется анализ характера затопления точек доступа на теплотрассе, в частности, направление тока воды по дну канала, с целью конкретизации участка, имеющего течь.

12.5 При затоплении канала и трубы более чем на 1/3 от диаметра трубы воду необходимо откачать.

12.6 При наличии большого уровня подпитки допускается проведение диагностики при заглушенном на одном конце трубопроводе.

12.7 При наличии конкретизации участка с течью по внешним признакам диагностика осуществляется на данном участке.

12.8 При отсутствии конкретизации участка с течью диагностика осуществляется последовательно от участка к участку в направлении тока воды (от источника подпитки).

12.9 Диагностика (определение местоположения течи) осуществляется путем расстановки виброакустических датчиков в точках доступа, записи и обработки сигналов.

12.10 В точках доступа на трубе подготавливаются места для постановки датчиков согласно п. 5.8 настоящих Рекомендаций. Указанные места располагаются по горизонтальной образующей (3 часа).

12.11 Запись сигналов осуществляется в соответствии с п. 5.12 настоящих Рекомендаций.

12.12 Обработка записей осуществляется с использованием опции «Течь» программы «Диагностика» [17] или специальной программы «Течеискатель».

12.13 В указанных программах на местоположение течи указывает пик максимальной амплитуды на графике коррелограммы. Пример обнаружения местоположения течи дан на рис. 4.

12.14 После проведения ремонтных работ по устранению течи на данном участке проводится повторная диагностика АТ методом для определения фактического состояния трубопровода и время ВНПС.

Рис. 4

13 ПОВТОРНАЯ ДИАГНОСТИКА.

Дата добавления: 2015-10-02